RU2541981C1 - Completion method for well with horizontal shaft - Google Patents
Completion method for well with horizontal shaft Download PDFInfo
- Publication number
- RU2541981C1 RU2541981C1 RU2014120494/03A RU2014120494A RU2541981C1 RU 2541981 C1 RU2541981 C1 RU 2541981C1 RU 2014120494/03 A RU2014120494/03 A RU 2014120494/03A RU 2014120494 A RU2014120494 A RU 2014120494A RU 2541981 C1 RU2541981 C1 RU 2541981C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- stop ring
- drilling
- mpa
- cement
- Prior art date
Links
Landscapes
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при заканчивании горизонтальной скважины.The invention relates to the oil industry and may find application in completing a horizontal well.
Известен способ заканчивания горизонтальной скважины, согласно которому вскрывают продуктивный пласт, спускают обсадную колонну с отверстиями, оснащенную пакерами и заглушками отверстий, промывают скважину. Цементируют надпакерную часть колонны и пакеруют горизонтальную часть скважины, причем пакеры выполнены фильтрующими водную фазу и оснащены заглушками со срезными штырями для подготовки пакеров к работе. Обсадная колонна имеет запорный клапан. Совместно с пакерованием проводят цементирование горизонтальной части скважины с образованием пакерно-цементных перемычек, для чего в осадную колонну спускают насосно-компрессорную колонну, срезают штыри заглушек. Допуском насосно-компрессорной колонны до башмака обсадной колонны закрывают запорный клапан и закачивают цементный раствор через насосно-компрессорную колонну. Заполняют этим раствором уплотнительные элементы пакеров и промежутки между пакерами. Длину одной цементной перемычки устанавливают в соответствии с приведенной аналитической формулой (Патент РФ №2171359, опубл. 27.07.2001).There is a known method of completing a horizontal well, according to which a producing formation is opened, a casing with holes is lowered, equipped with packers and hole plugs, and the well is washed. Cement the over-packer part of the column and pack the horizontal part of the well, and the packers are made by filtering the aqueous phase and are equipped with plugs with shear pins to prepare the packers for work. The casing has a shut-off valve. Together with packing, the horizontal part of the well is cemented with the formation of packer-cement bridges, for which a tubing string is lowered into the siege column, and the plug pins are cut off. By admitting the tubing to the casing shoe, the shut-off valve is closed and cement slurry is pumped through the tubing. Packer packing elements and gaps between packers are filled with this solution. The length of one cement lintel is set in accordance with the analytical formula given (RF Patent No. 2171359, publ. July 27, 2001).
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ заканчивания горизонтальной скважины малого диаметра, который включает бурение скважины долотом диаметром 144-155,6 мм. При этом на конце эксплуатационной колонны с условным диаметром 102-114 мм размещают стоп-кольцо, пакер-отсекатель пластов и муфту ступенчатого цементирования, спускают эксплуатационную колонну в горизонтальную часть скважины, циркуляцией бурового раствора устанавливают пробку в стоп-кольцо, повышают давление в эксплуатационной колонне до раскрытия пакера-отсекателя и затем отверстий муфты ступенчатого цементирования, прокачивают 2-4 м3 бурового раствора при давлении 8-11 МПа и расходе 10-15 л/с, прокачивают буферную жидкость в объеме 3-10 м3, содержащую 1-3% поверхностно-активного вещества, при давлении 6-8 МПа и расходе 5-10 л/с, прокачивают расчетный объем цементного раствора при давлении от 6 до 10 МПа и расходе 5-10 л/с, продавливают продавочной жидкостью разделительную пробку до посадки в муфту ступенчатого цементирования и закрытия ее окон при давлении от 6 до 14 МПа при расходе 5-10 л/с, стравливают давление, убеждаются, что нет излива в трубное пространство, проводят технологическую выдержку на ожидание затвердения цемента, разбуривают стоп-кольцо, пакер-отсекатель пластов и муфту ступенчатого цементирования и осваивают скважину (Патент РФ №2490426, опубл. 20.08.2013).Closest to the proposed invention in technical essence is a method of completing a horizontal well of small diameter, which involves drilling a well with a bit with a diameter of 144-155.6 mm At the same time, at the end of the production string with a nominal diameter of 102-114 mm, a stop ring, a packer-cutter and a step cementing sleeve are placed, the production string is lowered into the horizontal part of the well, the plug is placed in the stop ring by circulation of the drilling fluid, and the pressure in the production string is increased up-packer disclosure clipper and then coupling holes stage cementing is pumped 2-4 m 3 of mud at a pressure of 8-11 MPa and a flow rate of 10-15 l / s, the buffer liquid is pumped in a volume of 3.10 m 3, containing 1-3% of surfactant, at a pressure of 6-8 MPa and a flow rate of 5-10 l / s, the calculated volume of cement mortar is pumped at a pressure of 6 to 10 MPa and a flow rate of 5-10 l / s, they are forced through with a squeezing liquid plug before landing in a step cementing sleeve and closing its windows at a pressure of 6 to 14 MPa at a flow rate of 5-10 l / s, release pressure, make sure that there is no spout in the pipe space, carry out technological exposure to wait for the cement to harden, drill stop ring, packer-cutter and coupling with upenchatogo cementing and learn well (RF patent №2490426, publ. 08/20/2013).
Общим недостатком известных технических решений является малая продуктивность скважины.A common disadvantage of the known technical solutions is the low productivity of the well.
В предложенном изобретении решается задача повышения продуктивности скважины.The proposed invention solves the problem of increasing well productivity.
Задача решается тем, что в способе заканчивания скважины с горизонтальным окончанием, включающем бурение скважины с горизонтальным стволом, спуск эксплуатационной колонны в горизонтальную часть скважины с заколонным пакером, со стоп-кольцом и муфтой ступенчатого цементирования на конце, закачку цементного раствора в затрубное пространство, проведение технологической выдержки на ожидание затвердения цемента, разбуривание стоп-кольца и муфты ступенчатого цементирования и освоение скважины, согласно изобретению при спуске эксплуатационную колонну останавливают на расстоянии от забоя, разбуривание стоп-кольца и цементного моста производят с применением промывочной жидкости плотностью от 1,20 до 1,25 г/см3, промывочную жидкость прокачивают с расходом 18-21 л/с при давлении на устье скважины 8-10 МПа, интервал от конца эксплуатационной колонны до забоя прорабатывают долотом, промывают скважину промывочной жидкостью плотностью от 1,20 до 1,25 г/см3, промывочную жидкость прокачивают с расходом 18-21 л/с при давлении на устье скважины 8-10 МПа.The problem is solved in that in the method of completing a well with a horizontal end, including drilling a well with a horizontal wellbore, lowering the production string into the horizontal part of the well with an annular packer, with a stop ring and a step cementing coupler at the end, injecting cement into the annulus, conducting technological exposure in anticipation of cement hardening, drilling of a stop ring and a stepped cementing sleeve and development of a well, according to the invention, during commissioning onnuyu column is stopped at a distance from the bottom, drilling of the stop ring and bridge cement manufactured using the wash fluid density of from 1.20 to 1.25 g / cm 3, the washing liquid is pumped at a rate of 18-21 l / s at a pressure wellhead 8-10 MPa, the interval from the end of the production casing to the bottom is worked out with a bit, the well is washed with washing liquid with a density of 1.20 to 1.25 g / cm 3 , the washing liquid is pumped at a flow rate of 18-21 l / s at a pressure at the wellhead 8 -10 MPa.
При спуске эксплуатационную колонну останавливают на расстоянии от забоя, равном 50-150 м.During the descent, the production casing is stopped at a distance from the bottom of 50-150 m.
Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION
Малая продуктивность горизонтальной скважины определяется отсутствием притока из наиболее удаленной части горизонтального ствола. Как правило, при заканчивании скважины именно часть скважины около забоя в наименьшей степени подвержена воздействию, стимулирующему приток. В предложенном изобретении решается задача повышения продуктивности скважины за счет вовлечения в эксплуатацию наиболее удаленной части горизонтального ствола. Задача решается следующим образом.The low productivity of a horizontal well is determined by the lack of inflow from the most remote part of the horizontal well. As a rule, when completing a well, it is precisely the part of the well near the bottom that is least affected by the stimulating influx. The proposed invention solves the problem of increasing well productivity by involving in operation the most remote part of the horizontal wellbore. The problem is solved as follows.
При заканчивании горизонтальной скважины проводят бурение скважины, спуск эксплуатационной колонны через вертикальный ствол в горизонтальную часть скважины с заколонным пакером, со стоп-кольцом и муфтой ступенчатого цементирования на конце. Эксплуатационную колонну не доводят до забоя и останавливают на расстоянии от забоя, как правило, на расстоянии в 50-150 м. По эксплуатационной колонне продавливают пробкой цементный раствор через муфту ступенчатого цементирования в затрубное пространство до перекрытия пробкой отверстий муфты. Проводят технологическую выдержку на ожидание затвердения цемента. В эксплуатационную колонну спускают компоновку низа бурильной колонны и разбуривают пробку, стоп-кольцо, муфту ступенчатого цементирования. Разбуривание производят с применением промывочной жидкости плотностью от 1,20 до 1,25 г/см3, промывочную жидкость прокачивают с расходом 18-21 л/с при давлении на устье скважины 8-10 МПа. Применение промывочной жидкости такой плотности и ее прокачка с таким режимом обеспечивает полное удаление из горизонтального ствола продуктов бурения. Интервал от конца эксплуатационной колонны до забоя прорабатывают долотом, промывают скважину промывочной жидкостью плотностью от 1,20 до 1,25 г/см3, промывочную жидкость прокачивают с расходом 18-21 л/с при давлении на устье скважины 8-10 МПа. Применение промывочной жидкости такой плотности и ее прокачка с таким режимом обеспечивает полное удаление из горизонтального ствола продуктов проработки долотом.When completing a horizontal well, a well is drilled, production casing is run through a vertical wellbore into the horizontal part of the well with an annular packer, with a stop ring and a step cementing coupling at the end. The production casing is not brought to the bottom and stopped at a distance from the bottom, usually at a distance of 50-150 m. The cement mortar is pushed through the production casing with a plug through a step cementing sleeve into the annulus until the plug covers the coupling holes. Carry out technological exposure to wait for the hardening of cement. The layout of the bottom of the drill string is lowered into the production casing and the cork, stop ring, and step cementing sleeve are drilled. Drilling is carried out using flushing fluid with a density of 1.20 to 1.25 g / cm 3 , flushing fluid is pumped at a flow rate of 18-21 l / s at a wellhead pressure of 8-10 MPa. The use of flushing fluid of such a density and its pumping with such a regime ensures the complete removal of drilling products from the horizontal wellbore. The interval from the end of the production casing to the bottom hole is worked out with a bit, the well is washed with washing liquid with a density of 1.20 to 1.25 g / cm 3 , the washing liquid is pumped at a flow rate of 18-21 l / s at a wellhead pressure of 8-10 MPa. The use of a washing liquid of such a density and its pumping with such a regime ensures the complete removal of the products from the drill bit from the horizontal barrel.
При эксплуатации скважины после выработки запасов удаленной части горизонтального ствола перфорируют эксплуатационную колонну в начале горизонтального ствола и добывают нефть из невыработанных интервалов.During well operation, after the reserves of the remote part of the horizontal well are depleted, the production string is perforated at the beginning of the horizontal well and oil is extracted from the undeveloped intervals.
В результате удаленная часть горизонтального ствола скважины оказывается подключенной к эксплуатации.As a result, the remote part of the horizontal wellbore is connected to operation.
Примеры конкретного выполненияCase Studies
Пример 1. В пробуренную скважину с горизонтальным стволом длиной 300 м спускают эксплуатационную колонну диаметром 114 мм через вертикальный ствол в горизонтальную часть скважины с заколонным пакером, со стоп-кольцом и муфтой ступенчатого цементирования на конце. Эксплуатационную колонну не доводят до забоя и останавливают от забоя на расстоянии в 150 м. Пакеруют пакер. По эксплуатационной колонне продавливают пробкой цементный раствор через муфту ступенчатого цементирования в затрубное пространство до перекрытия пробкой отверстий муфты. Проводят технологическую выдержку на ожидание затвердения цемента в течение 24 часов. В эксплуатационную колонну спускают компоновку низа бурильной колонны и разбуривают пробку, стоп-кольцо, муфту ступенчатого цементирования долотом диаметром 95 мм. Разбуривание производят с применением промывочной жидкости плотностью 1,20 г/см3 - бурового раствора. Промывочную жидкость прокачивают с расходом 21 л/с при давлении на устье скважины 10 МПа. Интервал от конца эксплуатационной колонны до забоя прорабатывают долотом диаметром 95 мм, промывают скважину той же промывочной жидкостью плотностью 1,20 г/см3 с расходом 21 л/с при давлении на устье скважины 10 МПа. Осваивают скважину.Example 1. In a drilled well with a horizontal well 300 m long, a production string with a diameter of 114 mm is lowered through the vertical well into the horizontal part of the well with an annular packer, with a stop ring and a step cementing coupling at the end. The production casing is not brought to the bottom and stopped from the bottom at a distance of 150 m. Packer is packaged. The cement slurry is pushed through the production casing through the step cementing coupler into the annulus until the plug covers the coupling openings. Carry out technological exposure to wait for the hardening of cement within 24 hours. The layout of the bottom of the drill string is lowered into the production casing and the cork, stop ring, step cementing clutch with a 95 mm diameter drill bit are drilled. Drilling is carried out using flushing fluid with a density of 1.20 g / cm 3 - drilling mud. The flushing fluid is pumped at a flow rate of 21 l / s at a wellhead pressure of 10 MPa. The interval from the end of the production casing to the bottom is worked out by a bit with a diameter of 95 mm, the well is washed with the same flushing fluid with a density of 1.20 g / cm 3 with a flow rate of 21 l / s at a wellhead pressure of 10 MPa. Master the well.
Пример 2. Выполняют, как пример 1.Example 2. Perform as example 1.
В пробуренную скважину с горизонтальным стволом длиной 250 м спускают эксплуатационную колонну диаметром 114 мм через вертикальный ствол в горизонтальную часть скважины с заколонным пакером, со стоп-кольцом и муфтой ступенчатого цементирования на конце. Эксплуатационную колонну не доводят до забоя и останавливают от забоя на расстоянии в 100 м. Пакеруют пакер. По эксплуатационной колонне продавливают пробкой цементный раствор через муфту ступенчатого цементирования в затрубное пространство до перекрытия пробкой отверстий муфты. Проводят технологическую выдержку на ожидание затвердения цемента в течение 36 часов. В эксплуатационную колонну спускают компоновку низа бурильной колонны и разбуривают пробку, стоп-кольцо, муфту ступенчатого цементирования долотом диаметром 94 мм. Разбуривание производят с применением промывочной жидкости плотностью 1,23 г/см3 - бурового раствора. Промывочную жидкость прокачивают с расходом 20 л/с при давлении на устье скважины 9 МПа. Интервал от конца эксплуатационной колонны до забоя прорабатывают долотом диаметром 94 мм, промывают скважину той же промывочной жидкостью плотностью 1,23 г/см3 с расходом 20 л/с при давлении на устье скважины 9 МПа. Осваивают скважину.A production casing with a diameter of 250 mm is lowered into a drilled well with a horizontal well of 250 m in length through a vertical well into the horizontal part of the well with an annular packer, with a stop ring and a step cementing coupling at the end. The production casing is not brought to the bottom and stopped from the bottom at a distance of 100 m. Packer is packaged. The cement slurry is pushed through the production casing through the step cementing coupler into the annulus until the plug covers the coupling openings. Carry out technological exposure to wait for the hardening of cement for 36 hours. The layout of the bottom of the drill string is lowered into the production casing and the cork, stop ring, step cementing clutch with a bit with a diameter of 94 mm are drilled. Drilling is carried out using flushing fluid with a density of 1.23 g / cm 3 - drilling mud. The flushing fluid is pumped at a flow rate of 20 l / s at a wellhead pressure of 9 MPa. The interval from the end of the production casing to the bottom is worked out by a bit with a diameter of 94 mm, the well is washed with the same flushing fluid with a density of 1.23 g / cm 3 with a flow rate of 20 l / s at a wellhead pressure of 9 MPa. Master the well.
Пример 3. Выполняют, как пример 1.Example 3. Perform as example 1.
В пробуренную скважину с горизонтальным стволом длиной 200 м спускают эксплуатационную колонну диаметром 114 мм через вертикальный ствол в горизонтальную часть скважины с заколонным пакером, со стоп-кольцом и муфтой ступенчатого цементирования на конце. Эксплуатационную колонну не доводят до забоя и останавливают от забоя на расстоянии в 50 м. По эксплуатационной колонне продавливают пробкой цементный раствор через муфту ступенчатого цементирования в затрубное пространство до перекрытия пробкой отверстий муфты. Проводят технологическую выдержку на ожидание затвердения цемента в течение 48 часов. В эксплуатационную колонну спускают компоновку низа бурильной колонны и разбуривают пробку, стоп-кольцо, муфту ступенчатого цементирования долотом диаметром 95 мм. Разбуривание производят с применением промывочной жидкости плотностью 1,25 г/см3 - бурового раствора. Промывочную жидкость прокачивают с расходом 18 л/с при давлении на устье скважины 8 МПа. Интервал от конца эксплуатационной колонны до забоя прорабатывают долотом диаметром 95 мм, промывают скважину той же промывочной жидкостью плотностью 1,25 г/см3 с расходом 18 л/с при давлении на устье скважины 8 МПа. Осваивают скважину.A production string with a diameter of 114 mm is lowered into a drilled well with a horizontal well of 200 m in length through a vertical well into the horizontal part of the well with an annular packer, with a stop ring and a step cementing coupling at the end. The production casing is not brought to the bottom and stopped from the bottom at a distance of 50 m. The cement mortar is pushed through the production casing with a plug through a step cementing sleeve into the annulus until the plug covers the coupling holes. Carry out technological exposure to wait for the hardening of cement for 48 hours. The layout of the bottom of the drill string is lowered into the production casing and the cork, stop ring, step cementing clutch with a 95 mm diameter drill bit are drilled. Drilling is carried out using flushing fluid with a density of 1.25 g / cm 3 - drilling mud. The flushing fluid is pumped at a flow rate of 18 l / s at a wellhead pressure of 8 MPa. The interval from the end of the production casing to the bottom is worked out by a bit with a diameter of 95 mm, the well is washed with the same flushing fluid with a density of 1.25 g / cm 3 with a flow rate of 18 l / s at a wellhead pressure of 8 MPa. Master the well.
В результате удается подключить к эксплуатации интервал горизонтального ствола скважины длиной от 50 до 150 м и повысить дебит скважины на 30% по сравнению с аналогичным решением по прототипу.As a result, it is possible to connect to the operation the interval of the horizontal wellbore with a length of 50 to 150 m and increase the flow rate of the well by 30% compared with the similar solution according to the prototype.
Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения продуктивности скважины.Application of the proposed method will solve the problem of increasing well productivity.
Claims (2)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2014120494/03A RU2541981C1 (en) | 2014-05-21 | 2014-05-21 | Completion method for well with horizontal shaft |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2014120494/03A RU2541981C1 (en) | 2014-05-21 | 2014-05-21 | Completion method for well with horizontal shaft |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2541981C1 true RU2541981C1 (en) | 2015-02-20 |
Family
ID=53288850
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2014120494/03A RU2541981C1 (en) | 2014-05-21 | 2014-05-21 | Completion method for well with horizontal shaft |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2541981C1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2606744C1 (en) * | 2016-03-14 | 2017-01-10 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Well stage cementing method |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EP0654516A1 (en) * | 1993-11-18 | 1995-05-24 | Rwe-Dea Aktiengesellschaft Für Mineraloel Und Chemie | Drill and cementation fluid |
| RU2068943C1 (en) * | 1992-02-21 | 1996-11-10 | Татарский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности | Method for pumping in well |
| RU2171359C1 (en) * | 2000-03-17 | 2001-07-27 | Открытое Акционерное Общество Акционерная нефтяная компания "Башнефть" | Method of horizontal well completion |
| RU2209941C1 (en) * | 2002-10-03 | 2003-08-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of well completion |
| RU2393320C1 (en) * | 2009-09-07 | 2010-06-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Slim hole well construction method |
| RU2490426C1 (en) * | 2012-10-04 | 2013-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for completion of horizontal well of small diameter |
-
2014
- 2014-05-21 RU RU2014120494/03A patent/RU2541981C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2068943C1 (en) * | 1992-02-21 | 1996-11-10 | Татарский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности | Method for pumping in well |
| EP0654516A1 (en) * | 1993-11-18 | 1995-05-24 | Rwe-Dea Aktiengesellschaft Für Mineraloel Und Chemie | Drill and cementation fluid |
| RU2171359C1 (en) * | 2000-03-17 | 2001-07-27 | Открытое Акционерное Общество Акционерная нефтяная компания "Башнефть" | Method of horizontal well completion |
| RU2209941C1 (en) * | 2002-10-03 | 2003-08-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of well completion |
| RU2393320C1 (en) * | 2009-09-07 | 2010-06-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Slim hole well construction method |
| RU2490426C1 (en) * | 2012-10-04 | 2013-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for completion of horizontal well of small diameter |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2606744C1 (en) * | 2016-03-14 | 2017-01-10 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Well stage cementing method |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN106223922B (en) | Shale gas horizontal well proppant intra-seam shielding temporary plugging staged fracturing process | |
| RU2397319C2 (en) | Hydraulic stratum fracture method | |
| US2352700A (en) | Open hole removable packer | |
| CN105756650B (en) | Method for realizing staged fracturing of horizontal well by adopting mixed temporary plugging agent to block tubular channeling | |
| RU2490442C1 (en) | Method for well completion | |
| RU2547863C1 (en) | Well stage cementing method | |
| RU2611792C1 (en) | Method for isolation of watered intervals in horizontal section of wellbore | |
| RU2618249C1 (en) | Method of interval productive formation treatment in open horizontal bore of well | |
| RU2578095C1 (en) | Method for isolation of water flow in open horizontal section producing wells | |
| AU2021287917A1 (en) | Wellbore segmented operation method and rubber plug for said method | |
| RU2541981C1 (en) | Completion method for well with horizontal shaft | |
| RU2610967C1 (en) | Method of selective treatment of productive carbonate formation | |
| RU2603110C1 (en) | Method of placing cement plug in cased well and device therefor | |
| RU2516062C1 (en) | Construction finishing method for horizontal producer | |
| RU2490426C1 (en) | Method for completion of horizontal well of small diameter | |
| RU2418162C1 (en) | Method for improving permeability of bed during extraction of high-viscosity oil | |
| RU2441975C1 (en) | Methods of well killing within the severe environment of gas and gas-condensate wells | |
| RU2534118C1 (en) | Water influx interval shutoff device in open hole of horizontally-branched well | |
| RU2541979C1 (en) | Completion method of horizontal well | |
| RU2564316C1 (en) | Method of completion of horizontal production well construction with deposit interval hydraulic fracturing | |
| RU2615188C1 (en) | Well stage cementing method | |
| RU2541980C1 (en) | Completion method for well with horizontal shaft | |
| RU2007118892A (en) | METHOD FOR SIMULTANEOUSLY SEPARATED AND ALTERNATIVE OPERATION AND DEVELOPMENT OF MULTIPLE LAYERS ONE WELL | |
| RU2256773C1 (en) | Device for determining water influx intervals and water influx isolation in slanted and horizontal wells | |
| RU2531409C1 (en) | Method of well construction in complicated mining and geological conditions for drilling and device for its implementation |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20170522 |